|
|
Середа Н.Г. Основы нефтегазового дела. Основы нефтяного и газового дела
Глава I
К основным видам транспорта нефти и нефтепродуктов на дальние расстояния относятся железнодорожный, водный, трубопроводный и автомобильный. В ряде случаев нефтепродукты доставляются потребителям самолетами и вертолетами.
При водном тр а н спорте . (морском и речном) сырая нефть и многие нефтепродукты (бензин, керосин, дизельное топливо, мазут и др.) перевозятся в наливных судах самоходного (танкеры) и несамоходного (Лихтеры, баржи) типов.
При автомобильных перевозках нефтепродукты с крупных нефтебаз доставляются на мелкие нефтебазы и далее к потребителям. В этом случае нефтепродукты перевозятся в автоцистернах, а также в мелкой таре.
Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов обеспечивает транспорт больших количеств нефти и нефтепродуктов на любые расстояния.
§ 1. ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЙ ТРАНСПОРТ
Нефть и нефтепродукты перевозят по железным дорогам, как правило, в вагонах-цистернах. Только небольшая часть этой продукции (около 2%) транспортируется в мелкой таре (бочках, контейнерах, бидонах и баллонах).
Вагон-цистерна (рис. 115)—стальная горизонтальная цилиндрическая емкость. В зависимости от грузоподъем--ности они бывают двухосными и четырехосными. По конструкции различают стандартные и специального назначения. В стандартных цистернах перевозят нефтепродукты, вязкость и температура которых не зависят от сливо-наливных работ. В цистернах специального назначения перевозят высоковязкие нефтепродукты.
Рис. 115. Вагон-цистерна
Цистерны специального назначения теплоизолированы для замедления охлаждения находящихся в них нефтепродуктов или снабжаются подогревательными устройствами. Благодаря сохранению температуры облегчаются и ускоряются налив и слив продукции. Наиболее распространены четырехосные цистерны объемом 50 и 60 м3.
Для перевозки битума, как весьма тугоплавкого нефтепродукта, применяют специальные железнодорожные вагоны, называемые бункерными полувагонами. Особенность их заключается в том, что они состоят из четырех бункеров (объемами по 11,8 м3 каждый), установленных на раме вагона. Опорные точки бункера расположены таким образом, что в заполненном состоянии его центр тяжести находится выше этих точек и бункер легко опрокидывается (при освобождении захватов), вываливая битум на разгрузочную площадку, а затем возвращается в первоначальное вертикальное положение.
Ко нтей н е р ы — небольшие цистерны грузоподъемностью 2,5 и 5 т, размещенные на железнодорожной платформе. По прибытии к месту назначения их перегружают кранами или другими устройствами на грузовые машины. В цистернах-контейнерах перевозят главным образом, высоковязкие масла и смазки. Поэтому контейнеры снабжены устройствами для разогрева нефтепродуктов.
Слив и налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны производится с помощью железнодорожных эстакад.
Железнодорожные эстакады — это стационарные устройства в виде мостков, расположенные вдоль железнодорожного пути.
Мостки установлены на уровне вагонов-цистерн. Железнодорожные эстакады по виду осуществляемых операций разделяются на наливные, сливные и сливо-наливные.
Основные элементы эстакад для налива и слива нефтепродуктов — наливные стояки, устанавливаемые с одной или с обеих сторон железнодорожных путей на расстоянии от 4 до 12 м. Стояки объединяются между собой коллекторами с соответствующей арматурой для подключения и отключения стояков по мере наполнения цистерн.
Подача продукции в коллекторы эстакады осуществляется, как правило, насосами.
Процесс налива продукции в железнодорожные вагоны-цистерны связан с выполнением в определенной последовательности многих операций по подготовке цистерн к наливу, пуску насосов, и открытию запорной арматуры, контролюв процессе наполнения. После заполнения цистерны запорная арматура закрывается, измеряется количество налитого продукта, отбираются пробы, закрываются и пломбируются люки. Слив продукта из железнодорожных цистерн в резервуары может осуществляться с помощью насосов через верхнюю часть цистерн или самотеком из нижней их части.
§ 2. ВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ
Нефть и нефтепродукты водным транспортом перевозят в нефтеналивных судах — морских и речных танкерах и баржах (самоходных и несамоходных). Морское самоходное нефтеналивное судно называется танкером (грузоподъемность его достигает 50 тыс. т и более), несамоходное — морской баржей или лихтером.
Морское нефтеналивное судно (рис. 116) состоит из жесткого металлического каркаса, к которому крепится металлическая обшивка: снаружи — обшивка корпуса судна и изнутри — танка судна, куда заливают нефть или нефтепродукты. Корпус судна продольными и поперечными непроницаемыми перегородками делится на ряд отсеков 4, называемых танками. Это обеспечивает непотопляемость судна, уменьшает гидравлические удары при качке, увеличивает пожарную безопасность, улучшает условия эксплуатации. Доступ в танки осуществляется через люки 7.
Грузовые танки в танкере от остальных судовых помещений разделены двумя непроницаемыми перегородками /. В носовой части судна размещается сухогрузный трюм 2, в середине насосное отделение 3, а на корме — машинное отделение 5, котельное отделение 6 и жилые помещения.
Насосные отделения соединены со всеми танками трубопроводами. Для налива и слива нефтепродуктов предусмотрены погрузочно-разгрузочные трубопроводы, имеющиеся в каждом танке и которые на палубе подключены к общему коллектору.
При перепускной системе налива и слива нефтепродуктов всасывающие и напорные (палубные) магистрали отсутствуют. Сливные операции осуществляются путем перетекания продукта из танка в танк, а из смежного с насосным отделением танка с помощью насоса направляется на берег или в другое судно (при выгрузке на плаву). При наливе продукт поступает в один или несколько танков, откуда самотеком направляется в остальные танки. Переток продукта из танка в танк осуществляется через отверстия, вырезанные в боковых стенках танка (переборках).
Лихтеры, выпускаемые грузоподъемностью до 10 тыс. т и более, предназначены для перевозки нефтепродуктов на большие расстояния, а также для операции по сливу и наливу танкеров, если последние не могут подойти к береговому причалу.
Сливно-наливные операции осуществляются с помощью насосов, установленных на лихтерах, либо на плавучей насосной станции.
Речные баржи—несамоходные грузовые судна, перемещаемые буксиром или толкачом, изготовляют грузоподъемностью от 100 τ до 12 тыс. т. Подобно танкеру их внутренняя емкость разделена на отдельные отсеки, число которых может достигать 50. Грузовая система в них перепускная. Над палубой имеются надстройки для обслуживающего персонала.
Рис. 116. Танкер
Для налива и разгрузки нефтеналивных судов предусмотрены гавани и причалы.
Гавань — часть портовой акватории, прилегающая к причалам, где производят грузовые операции. Водная поверхность нефтегавани, называемая акваторией (участком водной поверхности в установленных границах района моря или порта), должна быть укрыта от волнения, иметь определенную площадь поверхности и глубину для причаливания и маневрирования судов. Для гавани выбирают естественные укрытия (бухты, заливы, затоны). Если таковых нет, сооружают искусственные — волноломы, дамбы и т. д.
Сооружение для причаливания судов и связи их с берегом называется пристанью. Если пристань значительно выдается от берега внутрь водной поверхности, ее называют пирсом. Пристань или пирс может иметь один или более причалов.
От нефтепричалов до береговых резервуаров прокладывают трубопроводы. Перекачка продукции из резервуаров в суда, а также из судов в резервуары осуществляется с помощью береговых насосных станций (если суда не имеют насосов). Соединение береговых трубопроводов с судовыми осуществляется с помощью шлангов или шарнирных элементов.
На речных пристанях для слива продукции (иногда и в морских) широко используют плавучие насосные станции. В этом случае суда причаливают к насосной станции, которая сооружается у причала. Всасывающие трубопроводы насосной станции соединяют с грузовой системой судна, а выкидные — с береговыми трубопроводами. После этого с помощью насосов продукция перекачивается из судна в береговые резервуары.
Плавучая насосная станция представляет собой судно (речное или морское), на котором смонтированы два насоса или более. Такую станцию применяют для промежуточных перегрузок нефтепродукции на плаву.
Если строительство морского нефтепричала затруднено или экономически нецелесообразно, налив танкеров осуществляется на некотором расстоянии от берега по подводному трубопроводу.
§ 3. АВТОМОБИЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ
Автомобильный транспорт широко используется при перевозках нефтепродуктов с распределительных нефтебаз непосредственно потребителю. Этот вид транспорта наиболее эффективно используется в районах, в которые невозможно доставить нефтепродукты железнодорожным или водным путями сообщения.
Автоцистерны, в которых перевозят нефтепродукты, оснащены комплектом следующего оборудования: патрубка для налива нефтепродукта, дыхательного клапана, стержневым указателем уровня, клиновой быстродействующей задвижкой для слива топлива, двух шлангов с наконечниками и насосы с механическим приводом. Объем отдельных автоцистерн достигает 25 м3. Внутри цистерны установлены поперечные и продольные волнорезы для уменьшения силы ударной волны жидкости при движении автомашины.
Для обеспечения пожарной безопасности на автоцистернах установлены огнетушители и устройства для заземления цистерн и шлангов для отвода статического электричества, которое может образоваться при наливе и сливе нефтепродуктов.
В практике автотранспорта нефтегрузов широко применяют цистерны на автоприцепах, что повышает эффективность использования этого вида транспорта.
Для заправки топливом автотранспортных машин, функционирующих в отдалении от нефтебаз и заправочных станций, а также сельскохозяйственных машин и самолетов применяют специальные автоцистерны, оборудованные комплектом на-сосно-раздаточных устройств. Такие автоцистерны называются автотопливозаправщиками.
Оборудование топливозаправщика приводится в действие водителем из кабины управления, в которой предусмотрены рычаги включения насоса, задвижки и вентили, необходимые для выполнения операций по приемке, раздаче и перекачке топлива, а также контрольно-измерительные приборы. Автотопливозаправщики изготовляют с цистерной объемом 4—16 м3.
Автотранспортом осуществляется также перевозка нефтепродуктов в контейнерах и в мелкой таре.
Контейнеры—металлические или эластичные резинотканевые емкости объемами 2,5 и 4 м3 (известны резинотканевые емкости объемом до 20 м3), в которых нефтепродукты доставляются потребителю без перекачки в стационарные хранилища. По прибытии к месту назначения контейнеры сгружают с машин при помощи кранов. Особенность контейнерных перевозок заключается в том, что емкости-цистерны не закрепляются за автомашиной, а попеременно могут служить транспортной емкостью и временным хранилищем. Такие перевозки весьма удобны для удаленных от транспортных магистралей районов и при организации полевых передвижных складов.
Из мелкой тары наиболее распространены бочки и бидоны.
Бочки удобны в эксплуатации и их широко применяют для доставки нефтепродуктов с нефтебаз потребителю. В отдельных случаях доставка нефтепродуктов в бочках — единственный способ удовлетворения нужд отдаленных районов, не имеющих железнодорожных и водных путей. Различают два основных типа бочек — металлические объемом 50—500 л для транспорта жидкого топлива (бензина, керосина и др.) и фанерные (штампованные) объемом 50 л, используемые в основном для перевозки консистентных смазок.
Бидоны применяют двух типов: металлические и металло-фанерные. Металлические бидоны объемом 5—62 л для перевозки бензина изготовляют из белой жести прямоугольной и цилиндрической формы. Металло-фанерные бидоны для перевозки консистентных смазок изготовляют объемом 16 л, корпус у них фанерный, а днище металлическое штампованное. Эти бидоны, покрытые изнутри бензостойким материалом, используются также под масло.
Для перевозки жидких нефтебитумов, а также смазок применяют металлические гофрированные барабаны или мешки из оберточной бумаги. Все большее применение находит полиэтиленовая тара.
Для налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны, бочки, бидоны и другую мелкую тару сооружают устройства налива.
Масла и смазки отпускают в расфасованном виде. Налив в автоцистерны осуществляется через автоналивные устройства — автоэстакады и автоколонки. Налив нефтепродуктов в бочки, бидоны и другую тару производится в специальных помещениях — разливочных (расфасовочных), оборудованных раздаточными устройствами.
Заправку нефтепродуктов в автотранспорт производят на автозаправочных станциях (АЗС), располагаемых у нефтебаз, или на автотранспортных магистралях. Емкости при этом заполняются с помощью трубопровода, проложенного от нефтебазы, или с помощью, автоцистерн.
В зависимости от назначения и месторасположения автозаправочные станции подразделяются на городские, дорожные, парковые, сельские, передвижные. Городские АЗС располагают на городских магистралях, площадях и в районах крупных автобаз и стоянок автотранспорта. Сельские размещают обычно в районных центрах, а дорожные — на основных автомагистралях. Передвижные заправочные станции временно размещают на автомобильных, дорогах, в местах скопления автомобилей, на строительных площадках, в полевых станах, на туристских маршрутах, в пригородах и т. д. Катера и моторные лодки заправляют как передвижные автозаправочные станции, так и плавучие, оборудованные на катерах.
§ 4. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ
Наиболее экономичный вид транспорта нефти и нефтепродуктов — трубопроводный.
Преимущества этого вида транспорта:
1) низкая себестоимость транспорта продукции на значительные расстояния;
2) непрерывность подачи продукции;
3) широкая возможность для автоматизации;
4) уменьшение потерь нефти и нефтепродуктов при их транспортировании;
5) возможность прокладки трубопроводов по кратчайшему расстоянию, если это экономически целесообразно.
Трубопроводы, перекачивающие продукцию на значительные расстояния, называются магистральными.
Магистральные трубопроводы в зависимости от перекачиваемой жидкости соответственно называются: нефтепроводами — при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами — при перекачке жидких нефтепродуктов, например, бензина, керосина, дизельного топлива, мазута. При использовании нефтепродук-топровода для транспортирования нефтепродукта одного сорта употребляется термин бензинопровод, керосинопровод, мазуто-провод и т. д. (соответственно наименованию перекачиваемого продукта).
Магистральный трубопровод состоит из следующих звеньев: 1) трубопровода; 2) одной или нескольких насосных станций; 3) средств связи.
Магистральный трубопровод характеризуется следующими, показателями: длиной, диаметром, пропускной способностью и числом перекачивающих станций.
Современные магистральные трубопроводы, протяженность которых достигает более 1000 км, представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих (насосных) станций большой мощности, а также наливными станциями со всеми необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями. Пропускная способность их достигает 50 млн. τ нефти в год и более. Сооружают такие трубопроводы преимущественно-из стальных труб условным диаметром 500, 700, 800, 1000, 1200 и 1400 мм.
При транспорте нефти и нефтепродуктов на большие расстояния приходится преодолевать значительные гидравлические сопротивления в трубопроводе. Поэтому, если одна перекачивающая насосная станция не может обеспечить нормальный режим перекачки при заданном давлении, то строят несколько· станций по длине трубопровода.
Трубопроводный транспорт, наряду с экономичностью, обеспечивает круглогодичную работу и почти не зависит от природных условий, чем выгодно отличается от других видов транспорта. В связи с этим с каждым годом увеличивается протяженность магистральных трубопроводов.
К наиболее крупным относятся системы нефтепроводов от нефтяных месторождений Западной Сибири до Уфы и Куйбышева, система нефтепроводов «Дружба» протяженностью с ответвлениями более 10 тыс. км (в том числе на территории СССР — 6,5 тыс. км), нефтепроводы Северо-Западного направления: Альметьевск—Горький—Ярославль—Кириши с ответвлением на Рязань и Москву, а также нефтепроводы Узень— Куйбышев, Куйбышев — Тихорецкая, Куйбышев — Лисичанск — Кременчуг и др.
По принципу перекачки продукции на практике применяют две системы: 1) постанционную и 2) транзитную.
Постанционная система перекачки характеризуется тем, что нефть или нефтепродукты поступают в резервуары промежуточных перекачивающих станций, заполняют их, а затем откачиваются на следующую станцию (рис. 117, а). Если на станции расположено несколько резервуаров, то перекачка продукции осуществляется беспрерывно: в один резервуар продукция поступает, а из другого откачивается в трубопровод.
Транзитная система перекачки может осуществляться через резервуар и из насоса в насос.
При перекачке через резервуар продукция из предыдущей насосной станции направляется на следующую насосную станцию через резервуар, предназначенный для отделения газа или воды от нефти (рис. 117, б).
Перекачка из насоса в насос заключается в том, что продукт с предыдущей насосной станции направляется непосредственно на следующую насосную станцию, минуя промежуточный резервуар, который подключается параллельно магистраль-
Рис. 117. Системы перекачки нефти:
/ — резервуар; 2 — насос
ному трубопроводу (рис. 117, в). Эта схема перекачки наиболее совершенна и экономична, так как при этом обеспечивается максимальная герметизация системы и исключаются потери от испарения в промежуточных резервуарах. Последние при этой системе могут сооружаться в минимальном объеме и то лишь для освобождения трубопровода при пуске или ремонте.
При всех видах транзитной перекачки нефти и нефтепродуктов магистральный трубопровод оснащается необходимыми средствами местной автоматики; многие трубопроводы имеют дистанционное управление.
Магистральный трубопровод подобно железнодорожному пути нуждается в специальном техническом надзоре. Вся магистраль разбивается на отдельные участки, каждый из которых закрепляется за определенной насосной станцией. Такой участок делится в свою очередь на ряд более мелких участков, и к каждому из них прикрепляют линейных обходчиков, которые осуществляют контроль за трубопроводом.
На каждой станции, кроме обслуживающего эксплуатационного персонала, имеются также ремонтные бригады. В их распоряжении все необходимые механизмы для ремонта трубопровода и ликвидации возможных аварий: тракторы-трубоклад-чики, экскаваторы, бульдозеры, сварочные агрегаты и т. п.
Головную перекачивающую станцию размещают на начальном участке трубопровода (в головной части магистрали), т. е.. в районе нефтяных промыслов или нефтеперерабатывающего завода, так как она служит для приема нефти или нефтепродуктов с последующей подачей их в трубопровод. Промежуточные станции, предназначенные для дополнительного подъема давления жидкости, располагают по длине трубопровода, по возможности на равных расстояниях с учетом равномерного-распределения давления по всем станциям трубопровода. С экономической точки зрения промежуточные станции стремятся размещать возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения, а головные станции — на площадках нефтеперерабатывающих заводов и установок подготовки нефти, а также вблизи резервуарных парков с использованием их объема.
В состав производственно-технологических сооружений перекачивающих станций, кроме собственно перекачивающих насосных (основной и подпорной) входят: резервуарный парк (для: головных и наливных станций), устройства для пуска скребков, или разделителей, емкости для приема жидкости из предохранительных систем защиты. На конечных (наливных) станциях или на промежуточных (на которых предусматривается налив продуктов в железнодорожные цистерны) сооружают соответствующие железнодорожные наливные устройства (эстакады).
Кроме технологических сооружений на площадках размещают производственно-вспомогательные объекты водоснабжения, канализации и электроснабжения, а также административно-хозяйственные постройки.
Нефтеперекачивающие насосные станции снабжаются насосными агрегатами (насосы в комплекте с двигателями), осуществляющими перекачку нефти и нефтепродуктов по магистральному трубопроводу, и вспомогательным оборудованием, обслуживающим основные агрегаты; водяными и топливными: насосами, компрессорами и другими устройствами воздухоснаб-жения, установками маслоснабжения для системы смазки, вентиляторами, питательными бачками, теплообменниками.
Центробежные насосы для магистральных нефтепроводов выпускаются в следующих пределах номинальных подач и напора: подача от 1250 до 12000 м3/ч, соответственно напор от 260 до 210 м, к.п.д. насоса — от 0,84 до 0,89.
Расчеты и практика проектирования показали, что всегда целесообразнее и экономичнее работа двух или трех последовательно соединенных насосов (по сравнению с одним высоконапорным насосом). Поэтому в магистральных насосных обычно устанавливают групповой насосный агрегат из двух или трех последовательно соединенных насосов, обеспечивающих напор 400—600 м при сохранении подачи каждого насоса и минимальной мощности электродвигателей. Число рабочих насосов определяется исходя из расчетного рабочего давления, характеристики насосов и режима перекачки (с учетом автоматического регулирования параметров работы).
Центробежные насосы незаменимы при работе магистрального трубопровода по системе перекачки «из насоса в насос» (для чего не пригодны поршневые насосы). При эксплуатации нефтепроводов с неполным числом построенных насосных станций рекомендуется применять в центробежных насосах сменные роторы с рабочими колесами, обеспечивающими высокий к. п. д. при пониженных подачах.
К современным1 конструкциям центробежных насосов предъявляются требования, вытекающие из условий их работы в нефтеперекачивающих станциях; они должны обеспечивать полную герметизацию во всех узлах, быть надежными при продолжительной работе без постоянного наблюдения обслуживающего персонала, иметь необходимые устройства для дистанционного включения, автоматической защиты от аварий и гарантировать эксплуатацию с высоким к.п.д.
Расчет магистрального трубопровода
Расчет трубопровода ведется в следующей последовательности: по пропускной способности и вязкости определяют диаметр трубопровода и режим течения жидкости (параметр Рейноль-дса), от которого зависит коэффициент гидравлического сопротивления; затем находят потерю напора и гидравлический уклон как основного трубопровода, так и лупинга (ответвления трубопровода) или вставки. По профилю трассы определяют расчетную ее длину до перевальной точки и соответствующую разность геодезических отметок. Пользуясь этими данными, определяют число насосных станций.
Под пропускной способностью магистрального трубопровода понимается максимальное количество нефти или нефтепродукта, которое может быть перекачано по трубопроводу за год при экономически оптимальном использовании принятых расчетных параметров и установившемся режиме.
Расчетная подача нефти и нефтепродуктов по магистральному нефтепроводу или нефтепродуктопроводу, исходя из условия равномерной перекачки в течение года, равна отношению годовой пропускной способности к числу рабочих дней в году с учетом остановки на ремонт (350 дней или 8400 ч в году). Расчетная часовая подача (в м3/ч) определяется по формуле
где G — годовая пропускная способность трубопровода, т/год;. 350 —число рабочих дней трубопровода за год; ρ — плотность нефти или нефтепродукта, т/м3.
Диаметр трубопровода (в м) определяют при заданной пропускной способности трубопровода и принятой скорости течения жидкости (1,5—2,5 м/с) по формул
Здесь g — пропускная способность, м3/с; υ
скорость течения жидкости, м/с.
Рассчитанные размеры диаметра трубы округляют до ближайшего диаметра по ГОСТ. Толщина стенки трубы определяется механическим расчетом.
В некоторых случаях возникает необходимость увеличения: пропускной способности действующих трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродуктов. Известны несколько методов: прокладка параллельно основной магистрали дополнительного участка трубопровода (лупинга, вставши), т. е. участка трубопровода увеличенного диаметра; увеличение числа насосных станций или комбинированный метод (увеличение числа насосных станций с одновременной укладкой лупингов).
Увеличение пропускной способности путем установки дополнительных насосных агрегатов в существующих насосных станциях обычно не практикуется потому, что с увеличением числа параллельно работающих насосов возрастают потери напора, в результате чего может существенно повыситься давление в трубопроводе. Редко практикуется метод установки вставок, так как в этом случае требуется полная остановка трубопровода на период врезки вставки.
Наиболее целесообразный метод увеличения пропускной способности трубопровода выбирают, исходя из особенностей данного трубопровода и технико-экономического сравнения возможных вариантов.
В ряде случаев, когда требуется транспортировать по одному трубопроводу несколько видов нефтепродуктов а сооружать для каждого вида самостоятельный трубопровод нецелесообразно, применяют метод последовательной перекачки. Этот метод состоит в том, что по одному трубопроводу перекачивают последовательно несколько видов нефтепродуктов. с соблюдением условия их минимального смешивания в трубопроводе. В этом случае стремятся по возможности транспорти- ровать нефтепродукты с близкими физико-химическими характеристиками. Так, по одному трубопроводу целесообразно перекачивать светлые нефтепродукты — такие, как бензин, керосин, и менее желательно последовательно перекачивать светлые и темные нефтепродукты, например бензин и мазут. Перекачиваемые продукты поступают в трубопровод на головной станции из разных резервуаров и принимаются на конечном пункте отдельно друг от друга.
Механизм смесеобразования заключается в том, что в процессе движения жидкостный клин позади идущего продукта вдвигается в продукт, идущий спереди, и в результате конвективной диффузии и пульсации потока (за счет разных скоростей потока по сечению трубопровода — у стенок меньше, чем вблизи ■его оси) происходит перемешивание жидкостей в зоне контакта.
Для уменьшения объема смеси в практике эксплуатации применяют мероприятия, которые могут быть разделены на две группы: 1) изменение режима перекачки; 2) применение различных разделителей между двумя перекачиваемыми нефтепродуктами.
Последовательную перекачку нефтепродуктов следует осуществлять с максимальной скоростью, так как в этом случае достигается высокая степень турбулентности, при которой получаются наименьшие объемы смеси (за счет малой диффузии). Кроме того, близкие по свойствам нефтепродукты рекомендуется объединять в крупные партии. В этом случае доля смеси в общем объеме перекачиваемых нефтепродуктов будет тем меньше, чем больше объем партии.
Наиболее распространена последовательная перекачка неф-тей и нефтепродуктов с применением разделителей, при этом для их пуска и приема на станциях предусматриваются соответствующие устройства. Различают два вида разделителей — жидкостные и механические. Под жидкостным разделителем понимается жидкостная пробка из другой жидкости, закачиваемая между двумя последовательно перекачиваемыми жидкостями. Например, в качестве жидкостной пробки при последовательной перекачке бензина и дизельного топлива используют керосин или смесь перекачиваемых жидкостей. К механическим разделителям относятся различные механические устройства (поршни, шары), запускаемые в полость трубопровода в зону контакта двух нефтепродуктов. Разделители, оказавшись в потоке жидкости, уменьшают конвективное их перемешивание и распространение смеси в потоке. Наиболее распространены износостойкие шаровые разделители, представляющие собой резиновые толстостенные полые шары, заполняемые водой или антифризом (зимой). Необходимый контакт разделителя с внутренней поверхностью трубопровода обеспечивается упругими свойствами материала, из которого изготовлен разделитель, а также избыточным давлением и объемом рабочей жидкости в разделителе. Когда при последовательной перекачке нефтепродуктов применение одного механического разделителя оказывается недостаточным, запускают несколько разделителей.
Запуск нескольких эластичных шаров-разделителей осуществляется специальными устройствами.
Партию шаров помещают в камеру 3, заканчивающуюся затвором 1 и имеющую сигнальное устройство 2 (рис. 118). Для последовательного ввода шаровых разделителей в трубопровод, в камере запуска установлен отсекающий механизм 4. На обводной линии 5 установлен сигнализатор 6 прохождения смеси и на основном трубопроводе линейный сигнализатор 7, фиксирующий прохождение разделителей. Жидкость из камер запуска и приема разделителей откачивают насосом Sв резервуар 9.
§ 5. ЕМКОСТИ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Для сбора, хранения и учета нефти и нефтепродуктов на нефтепромыслах, нефтеперерабатывающих заводах, нефтебазах и станциях магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопро-водов служат резервуары — сосуды разнообразной формы и размеров, построенные из различных материалов.
По назначению эти сосуды подразделяются на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов.
По материалу — на металлические и неметаллические. Металлические резервуары сооружают преимущественно из стали.. К неметаллическим резервуарам относятся в основном железобетонные резервуары.
Резервуары каждой группы различают по форме: вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, каплевидные и других форм.
По схеме установки резервуары делятся на: наземные, у которых днище находится на уровне или выше наинизшей отметки прилегающей площадки; подземные, когда наивысший уровень жидкости в резервуаре находится ниже наинизшей отметки прилегающей площадки не менее чем на 0,2 м.
Резервуары сооружают различных объемов от 100 м3 до 120000 м3.
Для хранения светлых нефтепродуктов применяют преимущественно стальные резервуары, а также железобетонные с внутренним покрытием — листовой стальной облицовкой или неметаллическими изоляциями, стойкими к воздействию нефтепродуктов.
Рис. 118. Схема устройства для запуска и приема разделителей
Для хранения больших количеств нефти и темных нефтепродуктов рекомендуется применять в основном железобетонные резервуары. Смазочные масла, как правило, хранят в стальных резервуарах.
Группа однотипных резервуаров, объединенных трубопроводными коммуникациями, называется резерву арным парком. Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или стенкой, высота которых принимается на 0,2 м выше расчетного уровня разлившейся жидкости, но не менее 1 м при ширине земляного вала по верху 0,5 м.
Вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуары низкого давления, с понтонами и с плавающими крышами. Каждый резервуар снабжается лестницей, необходимой для осмотра оборудования, отбора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. У места присоединения лестницы к крышке резервуара сооружается замерная площадка, на которой устанавливают замерные приспособления и аппаратуру.
Резервуары низкого давления со щитовым коническим или сферическим покрытием отличаются тем, что покрытие монтируется из готовых щитов, выполненных из листовой стали толщиной 2,5 мм. Пояса корпуса резервуаров имеют толщину 4—10 мм (снизу вверх).
Резервуары с коническим покрытием (рис. 119) сооружают объемом 100—5000 м3, причем в центре их (за исключением резервуаров объемом 100 и 200 м3) устанавливают центральную стойку, на которую опираются щиты покрытия. Резервуары со сферическим покрытием сооружают объемом 10000, 15000 и 20000 м3. Щиты покрытия по контуру опираются на кольцо, установленное на корпусе резервуара. Толщина листов стенки резервуаров (считая снизу вверх) 6—14 мм. Толщина листов покрытия 3 мм.
Резервуары оснащаются дыхательной арматурой и замерными устройствами. К ним относятся:
люк-лаз (в нижнем поясе резервуара) для внутреннего осмотра, ремонта и очистки резервуара;
люк световой (на крыше резервуара) для проветривания и освещения резервуара;
люк замерный для контрольного замера уровня жидкости в резервуаре и взятия проб, которые нормально осуществляются специальным уровнемером и сниженным пробоотборником;
хлопушка (корпус с наклонным срезом и плотно прилегающей к нему крышкой), предназначенная для предотвращения потерь нефтепродуктов в случае разрыва трубопроводов или выхода из строя резервуарной задвижки; сифонный водоспускной кран, устанавливаемый для выпуска подтоварной воды из резервуара; монтируется он снаружи резервуара на конце трубы с изогнутым отводом, находящимся внутри резервуара у его днища;
дыхательный клапан, предназначенный для регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродукта, а также колебаний температуры; в зависимости от условий применения и конструкций резервуаров на них устанавливают дыхательные клапаны различных модификаций и диаметров;
огневой предохранитель, служащий для защиты резер-' вуара от проникновения в его газовое пространство огня через дыхательную аппаратуру;
предохранительные клапаны (гидравлический и мембранный) для регулирования давления паров нефтепродуктов в случае неисправности дыхательного клапана или если сечение дыхательного клапана окажется недостаточным для быстрого пропуска газов или воздуха;
пеногенератор для подачи пены при тушении пожара в резервуаре.
С целью снижения потерь легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов применяют резервуары с плавающим понтоном.
Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения, благодаря чему резко снижаются (в 4— 5 раз) потери от испарения. Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100— 300 мм, перекрываемый уплотняющими герметизирующими затворами. Известны несколько конструкций затворов, однако в основном применяют затворы из прорезиненной ткани, профили которой имеют форму петли с внутренним заполнением затвора (петли) упругим материалом.
Плавающие понтоны различают двух типов: металлические и из синтетических пенопластовых или пленочных материалов. На рис. 120 показан резервуар с металлическим понтоном в виде диска 3 с открытыми коробами / и 4. К периферийному
|
Рис. 119. Вертикальный цилиндрический резервуар:
1 — световой люк; 2 — гидравлический предохранительный клапан; 3 — огневой предохранитель; 4 — дыхательный клапан;
5— замерный люк; б—указатель уровня;
7 — люк-лаз; 8 — сифонный кран; 9 — хлопушка; 10 — приемо-раздаточные патрубки;
11 — перепускное устройство; 12—управление хлопушкой; 13 — лебедка; 14 — подъемная труба; 15 — шарнир подъемной трубы; 16 — блок
|
кольцу жесткости, который одновременно служит и бортом понтона, прикрепляется герметизирующий затвор 5. Понтон оснащен опорами 2, на которые он опирается в нижнем положении. В связи с тем, что понтоны сооружают в резервуарах со стационарным покрытием, которое предотвращает попадание атмосферных осадков на поверхность понтонов, это позволяет применять облегченные кострукции понтонов из синтетических пленочных материалов.
Резервуары с плавающей крышей не имеют стационарного покрытия, а роль крыши у них выполняет диск из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости.
Каплевидные резервуары применяют для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов с высокой упругостью паров. Оболочке резервуара придают очертание капли жидкости, свободно лежащей на несмачиваемой плоскости и находящейся под действием сил поверхностного натяжения. Благодаря такой форме резервуара создаются условия, при которых все элементы поверхности корпуса под действием давления жидкости растягиваются примерно с одинаковой силой, испытывая одни и те же напряжения, что обеспечивает минимальный расход стали на изготовление резервуара.
В связи с тем, что каплевидные резервуары рассчитывают на внутреннее давление в газовом пространстве 0,04—0,2 МПа и вакуум 0,005 МПа, легкоиспаряющиеся нефтепродукты хранятся почти полностью без потерь от малых «дыханий» и пары выпускают в атмосферу главным образом при наполнении резервуаров (при больших «дыханиях»).
В зависимости от характера изготовления оболочки различают два основных типа этих резервуаров (рис. 121): гладкие а и многоторовые б. К каплевидным относятся резервуары с гладким корпусом, не имеющим изломов. Такие резервуары сооружают объемом 5 000—6 000 м3, рассчитанные на давление до 0,075 МПа. Резервуары, корпус которых образуется пересечением нескольких оболочек двойной кривизны, называются многокупольными или многоторовыми. Резервуары этого типа сооружают объемом 5 000—20 000 м3, они рассчитаны на давление до 0,37 МПа.
Неметаллические резервуары — такие резервуары, у которых несущие конструкции выполнены из неметаллических материалов. К неметаллическим резервуарам в основ-
Рис. 120. Резервуар с металлическим понтоном
ном относятся железобетонные и резервуары из резинотканевых или синтетических материалов, применяемых преимущественно в качестве передвижных емкостей.
Железобетонные резервуары по виду хранимого нефтепродукта подразделяются на резервуары для: мазута, нефти, масел и светлых нефтепродуктов. Поскольку нефть и мазут практически не оказывают химического воздействия на бетон и обладают способностью за счет своих тяжелых фракций и смол тампонировать (кальматировать) мелкопористые материалы, уменьшая со временем их просачиваемость и проницаемость, при их хранении в железобетонных резервуарах не требуется специальной защиты стенок, днищ и покрытия
• Рис. 121. Каплевидные резервуары
резервуаров. При хранении смазочных масел во избежание их загрязнения внутренние поверхности резервуаров защищают различными покрытиями или облицовками. То же относится и к резервуарам для светлых легкоиспаряющихся нефтепродуктов, которые, обладая незначительной вязкостью, легко фильтруются через бетон. Кроме того, покрытие в данном случае должно обладать повышенной герметичностью (газонепроницаемостью) с целью уменьшения потерь от испарения.
Железобетонные резервуары, кроме экономии металла, обладают еще рядом технологических преимуществ. При хранении в них подогреваемых вязких нефтей и нефтепродуктов медленнее происходит их остывание за счет малых теплопотерь, а при хранении легкоиспаряющихся светлых нефтепродуктов уменьшаются потери от испарения, так как резервуары при подземной установке менее подвержены солнечному облучению. Резервуары этого типа по форме в плане сооружают круглыми (вертикальные и цилиндрические) и прямоугольными. Наиболее экономичны резервуары круглой формы, однако резервуары прямоугольной формы более просты в изготовлении.
Глава II
|
|
|
Скачать 12.41 Mb.